10汽轮机整套启动调试方案（确定版）

工程代号 密 级 专业代号 0501－6152 一般 606 目录号 10 垞城电力有限责任公司#4机组 汽轮机整套启动调试方案

（ A 版/0）

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山东电力研究院 2005年 3 月

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1 调试目的

1.1 校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂的设计要求。 1.2 检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备性能，其中包括逻辑、联锁、

定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机安全经济运行。 1.3 全面监测机组轴系振动，必要时进行现场动平衡，使之达到要求。 1.4 及早暴露设备及系统在设计、制造、安装等方面的问题，尽快得到处理。提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。 2 编制依据

2.1 《火电工程启动调试工作规定》(电力工业部建设协调司 1996.5)。 2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(电力工业部 1996.3.)。 2.3 《火电施工质量检验及评定标准》。

2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力部1997）。 2.6 垞城电厂#4 机《汽机运行规程》、设计院、制造厂有关资料。 2.7 哈尔滨汽轮机等厂家设备的技术资料。 3 设备及系统简介

汽轮机规范及主要技术参数： 序号 项目 规范 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 型号 型式 转速 主汽压力 主汽温度 额定功率 最大功率 额定进汽量 最大进汽量 N135-13.24/535/535 型 单位 超高压中间再热冲动双缸双排凝汽式 3000 13.24 535 135 146 399 440 r/min MPa 0C MW MW t/h t/h 0额定再热温度 535 额定再热汽量 323.66 排汽压力 冷却水温 0.0049 20 C t/h MPa 0C - 1

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汽轮机规范及主要技术参数：（续） 序号 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

额定工况下抽汽参数 名称 一抽 压力（MPa） 温度（0C） 3.91 370 2.59 318 0.71 362 0.436 0.254 0.065 300 11.8 238 109 0.015 53.9 8.01 二抽 三抽 四抽 五抽 六抽 七抽 项目 冷却水量 给水温度 动叶级数 加热器数 规范 18830 245 31 2JG+1YC+4DJ 单位 t/h 0C 级 个 mm KJ/kwh t m 末级叶片高度 668 额定热耗 8171.1 汽轮机总重量 350 机组外形尺寸 13.7×7.8×5.4 生产厂家 旋转方向 哈尔滨汽轮机有限公司 由汽轮机向发电机端为顺时针方向 流量（t/h） 19.87 39.23 6.32 抽汽地点 22.15 13.69 第7级高压第15第17中压第22/28 第24/30 后 缸排级后 汽口 级后 缸排级后 汽口 级后

4 调试范围

4.1汽机各汽、水热力系统、油系统以及各相关辅助设备的整组启动。 4.2分别按机组冷态启动、温态启动和热态启动方式启动机组，进行机组空负荷、带负荷、满负荷试运。

4.3汽轮发电机组轴系振动监测及可能的动平衡。 4.4 完成汽轮机油系统、调节保安系统等试验。 4.5 汽轮发电机组甩负荷试验。

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5 调试应具备的基本条件

5.1 汽水管道吹扫并清洗干净，达到合格要求。 5.2 冷却水系统通水试验并冲洗干净。

5.3 化补水系统的冲洗、药剂和调试，能够提供足够的合格的除盐水以满足

运行需要。

5.4 润滑油、顶轴油系统的油循环结束，油质合格。 5.5 真空系统灌水严密性试验结束，真空系统无泄漏。 5.6 通讯系统、设备可靠。

5.7仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件。

5.8各辅助设备及系统的分部试运已经完成，子组控制系统调试已达到自动顺控要求。

5.9控制盘及CRT上的键盘、鼠标完好，动作正常。

5.10各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。各气动阀、电动阀、

调节阀调试完毕且正常。

5.11 所有热力系统标示色环及介质流向、阀门挂牌。 5.12报警装置，CRT光字牌试验正常。 5.13 消防设备及系统正常可用。

5.14 汽机DEH、保安系统调试完毕，包括高、中压主汽门、高、中压调门、

排汽和抽汽逆止门动作正常，逻辑正常，关闭时间符合要求。 5.15 高、低压旁路调试完毕，符合设计要求。 5.16 汽机主保护及系统设定值完成最终确认。 5.17 本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准。 5.18 盘车系统正常可靠。 6 调试方法及步骤 6.1 总则

机组首次启动是涉及多项试验、逻辑调整和定值修改、设备消缺以及与设计、制造、安装等有关问题的系统性复杂工程。在整套试运过程中要解决系统中存在的问题以确保机组能够按时、正常投入运营。垞城电厂两台135MW汽轮机是由哈汽厂制造的，机组自动化水平较高，许多控制系统对设备要求限制条件很多，主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。

该汽轮机整个通流部分共有31级动叶片，其中高压缸：1冲动式单列调节级+8冲动级，中压缸：10冲动级，低压缸：2×6=12个冲动压力级。高压喷嘴组由四组喷嘴弧段组成，上下缸各二组，四个独立的蒸汽室各装有一组有子午面型线的喷嘴组，各控制29只喷嘴汽道。三组全开能发出额定功率，

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第四组为保证夏季和低参数下发出额定功率。

高中压缸为双层缸结构；高、中压部分反向布置，低压缸采用双分流双层缸结构；调节级喷嘴直接安装在高压缸汽室上，高中压外缸采用下猫爪中分面支承于轴承箱上,低压内缸支撑在外缸内侧台板上，低压外缸为落地式支承。低压缸与凝汽器为刚性联接。汽轮机共有4368只叶片，调节级叶高18.15mm,末级叶片高度为668mm。

高中、低压转子为无中心孔整锻转子，高中压转子与低压转子采用刚性联轴器连接。低压转子与发电机转子为半挠性连接。

本机组采用了高窄法兰，取消了法兰加热系统。

机组配有4r/min电动螺旋轴高速自动盘车装置装设于中间轴承座盖上。2台柱塞式顶轴油泵为机组5只椭圆型径向支持轴承提供顶轴油。

汽轮机设有三个轴承座，里面有3只径向支持轴承和2只发电机轴承以及1只密切尔式推力轴承。轴承座全部落地，前轴承座内除安装有径向支持轴承外，还安装有主要的调节保安部套，如主油泵、危急遮断装置等，推力轴承装设于中轴承座中。

滑销系统：本机组有前、中、后基架及后缸基架落于基础上，前、中、后轴承箱及后缸落于基架上。前轴承箱沿中心线的纵销作轴向移动，而汽缸向俩侧的膨胀靠横销导向。前轴承箱与高中压缸之间设有定中心梁装置可以有效的解决因纵销卡涩造成的前轴承箱膨胀不畅问题。高中压缸膨胀死点在中轴承箱下部的横、纵销交叉点处，低压缸膨胀死点在进汽管中心线与转子中心线的交叉点处。

轴系一阶临界转速：高中压转子1669r/min，低压转子1836r/min，发电机转子为1381r/min。

轴系从汽轮机机头端向发电机端看，转子的旋转方向为顺时针。 本机组采用汽缸夹层加热系统，以改善冷态开机时机组的胀差控制。外缸加热由来自于本机第7级后的蒸汽进入加热，为提高加热速度，在上下外缸各装一根ф57的喷汽管，上面钻有若干个ф5的小孔，加热蒸汽从孔中喷出以达到启机热缸、停机冷缸的目的。内缸加热汽源来自于自动主汽门前的主蒸汽。

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本机适宜的运行方式：（1）定压或滑压运行，其变压运行范围为30-80%额定负荷；（2）带基本负荷并可调峰和两班制运行，调峰范围为35-100%额定负荷；机组允许在电网频率49-50.5Hz范围内长期运行,调频叶片不产生共振。

汽机的典型工况如下：（1） 额定功率工况（THA）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，按所规定的汽水品质，其进汽量为399t/h，背压为4.9kPa，补水率为0%，回热系统全部正常投入运行，发电机效率98.4%，额定功率因数0.85，发电机输出净功率135MW，机组热耗率为8171KJ/KWH,汽耗率为2.96Kg/KWH。（2） 最大连续工况（T-MCR）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量422 t/h，抽汽回热系统全部正常投入但不抽厂用汽时，能发出的最大功率为142MW。此工况下, 机组热耗率为8160KJ/KWH，汽耗率为2.977Kg/KWH。（3） 夏季功率工况（即铭牌功率工况TRL）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量420 t/h，补水率3%，冷却水温最高值为33℃，背压为11.80KPa，抽汽回热系统全部正常投入，机组能连续运行并发出额定功率135MW，此工况为出力保证工况，此时的机组汽耗率为3.13Kg/KWH。（4） 阀门全开工况（T-VWO）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，背压4.9kPa,补给水率0%，抽汽回热系统全部正常投入，汽机进汽量约为夏季工况的1.05倍，即，440 t/h，机组能安全连续运行且输出净功率为147MW,此时的机组热耗率为8158KJ/kwh，汽耗率为2.996Kg/KWH。（5） 高加解列工况：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量359 t/h，背压4.9Kpa，高加解列后，最大连续功率为135MW。

汽机的启动方式分为DEH手动升速控制方式和DEH自动升速控制方式。汽机的负荷控制分为手动控制方式、DEH自动方式和CCS自动方式。汽轮机的操作员自动方式为本机的基本控制方式。汽轮机整套启动调整试运分为三个阶段进行。

6.1.1 第一阶段：空负荷调试

汽轮发电机组首次启动包括的内容有：冲转--升速--摩擦检查—500r/min暖机--500r/min低速打闸--升速--暖机--升速--定速--脱扣试验--注油试验--电气试验--同期试验--并网带25%负荷—汽门严密性试验--超速试验。 目的：

〃获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据 〃进行轴系振动监测、分析及处理

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〃检验汽轮机DEH系统的性能 〃汽门严密性试验 〃超速试验

〃电气试验（发电机、励磁调节性能试验）

汽轮机的启动方式可根据具体情况采用DEH手动升速控制或DEH自动升速控制方式。

6.1.2 第二阶段：带负荷调试

机组并列带负荷至满负荷运行。目的： a. 检验机组带负荷特性 b. 检验各辅机设备性能

c. 抽汽回热系统投入后的调节特性 d. 全面记录规定工况下的热力参数 e. 校验汽轮机DEH系统的控制性能 f. 机、炉参数匹配数据 g. 进行有关试验工作。

汽轮机的带负荷方式可分别采用手动控制方式、DEH自动方式、CCS自

动方式等。机组满负荷稳定后，由试运指挥部根据情况决定机组的运行方式，并安排进行以下试验：

a.真空严密性试验

b.主汽门、调节汽门活动试验 c. 投协调控制系统（CCS）试验 d. 投锅炉跟随方式（BF）试验 e. 投汽机跟随方式（TF）试验 f. 负荷变动试验

g. 50%和100%额定负荷的甩负荷试验 6.1.3 第三阶段：168小时满负荷运行。 目的：

a. 获得温、热态启动的性能数据

b. 通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验 c. 全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数

6.2 汽轮机启动状态划分（第一级内下缸金属温度为准） 冷态启动 ≤150℃ 温态启动 150℃～300℃ 热态启动 300℃～450℃ 极热态启动 ＞ 450℃

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6.3汽机禁止启动及投入运行的条件 6.3.1 机组跳闸保护有任一项失灵。

6.3.2 主要仪表（轴向位移、相对膨胀、转速、主汽压力和温度、重要的金属温度表等）缺少或不正常。

6.3.3汽轮机控制和监视系统DEH、TSI、ETS和DCS动作不正常。 6.3.4 汽轮机疏水系统不正常。 6.3.5 主要管系保温不完整。

6.3.6 高中压缸上下温差,内缸大于35℃，外缸大于50℃。 6.3.7 启动盘车后，汽轮机组有金属摩擦声。 6.3.8主轴晃动度达到0.05mm或大于原始值0.02mm。 6.3.9 调节保安系统静态试验不合格或不正常。 6.3.10 危急保安器动作不正常。

6.3.11高、中压自动主汽门，高、中压调速汽门、抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门之一存在卡涩或关闭不严的情况。

6.3.12高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车之一工作不正常。

6.3.13 油箱油位低，透平油油质不合格。 6.3.14 控制用气源不正常。 6.3.15 轴封供汽不正常。

6.3.16 发电机冷却系统无法投运。

6.3.17 汽机轴向位移（+1.0mm,-1.0mm）、高压缸差胀（+8.5mm或-3mm）、低压缸差胀（+8mm或-4.5mm）过大或超标。 6.4汽轮机冷态启动与接带负荷步骤

6.4.1高、中压主汽门，高、中压调门，高、低旁路门处于关闭位置，系统其它阀门位置也都符合启动要求。

6.4.2各辅助设备及系统投入，具备机组总启动条件：

6.4.2.1启动工业水系统：启动一台工业水泵向各辅机供应冷却水，保证工业水压力不低于0.4 MPa。

6.4.2.2启动循环水系统：检查循泵入口水位不低于2.2米，泵及电动门已送电，信号试验正常，断开联锁开关，合上循泵启动开关，启动循环水泵，检查泵电机电流、出口压力、盘根泄漏、轴承振动等项目应正常，冷却塔下水均匀。

6.4.2.3 投入仪用压缩空气系统。

6.4.2.4 启动排烟装置、润滑油泵、高压启动油油泵，各油温、油压正常：检查主油箱油位正常后，启动交流润滑油泵，正常后投直流润滑油泵联锁。润滑

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油压在0.1±0.0196MPa，润滑油温>380C，检查润滑油系统各部位无泄漏，记录主油箱油位。启动排烟风机，运行风机联锁置“自动”位，备用风机联锁置“自动、联锁”位。

6.4.2.5 开启顶轴油泵，油压正常，投入盘车：开启盘车油门，检查顶轴油泵进、出口门在开启状态，启动一台顶轴油泵，记录大轴顶起高度及顶轴油压，备用顶轴油泵投联锁位置。 手动盘车1800无异常后，投入盘车联锁，启动盘车装置运行，记录盘车电机电流，检查机组内部有无摩擦声，转子挠度<0.05mm，低油压试验良好且连续运行至少4h。

6.4.2.6 打开辅助蒸汽系统的所有疏水阀，启动辅助蒸汽系统，确认其运行正常。

6.4.2.7启动凝结水系统：向凝汽器补水到水位计的1/2~2/3处，启动一台凝结水泵，开启凝结水再循环门，备用凝泵投联锁。

6.4.2.8向除氧器上水并加热，除氧器水位正常后，启动给水除氧系统。具体步骤如下：启动化学补水泵向除氧器补水至500 mm，冲洗合格后，关闭放水门和化学补水门，开启凝结水上水门，维持除氧器水位在2500~2700 mm。除氧器补水到2150mm 时，稍开再沸腾门（辅助蒸汽至除氧器水箱的电动门），给水被加热至锅炉所需的温度后，开启加热进汽门，关闭再沸腾门。开启除氧器下水门，给前置泵和给水泵充水赶空气，赶完空气后关闭放空气门，调整给水泵和前置泵密封水压，密封水压差<0.035 MPa。启动电动给水泵辅助油泵，润滑油压在0.15 MPa正常后投自动。联系电气向给水泵送操作电源和动力电源，根据锅炉要求，开启给水泵向锅炉上水，给水走高加（注：第一次机组启动时，锅炉供水也可通过0m层的化学补水泵完成）。

6.4.2.9投入轴封系统：开启相应轴封管道疏水，然后开启辅汽联箱向轴封调整门管路充汽，注意汽缸前后汽封不应向外冒汽。

6.4.2.10投入真空系统：关闭真空破坏门和再热器放空气门，启动一台真空泵，开启其抽空气门抽真空。

6.4.2.11凝汽器真空至26.7kPa左右时，锅炉点火。

6.4.2.12 锅炉起压后，根据锅炉情况开启旁路：开启各级旁路疏水门，开启一级旁路电动门和调整门，减温水暂且不投，根据再热器的要求调整一级旁路来汽门的开度（上限设计在30%N0，下限设计在0%N0）。二级旁路来汽调整门及减温水调整门投自动位置，三级减温水调整门应全开。注意：投旁路时，先投三级减温水调整门，再投二级旁路，最后投一级旁路。减温水调整门开

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度要与减压门开度、旁路出口温度相匹配。关闭旁路时，顺序与投入顺序相反。

6.4.2.13主、再蒸汽管道及汽缸本体疏水投入。 6.4.2.14再次确认高压启动油泵已投入且运行正常。

6.4.2.15检查主汽门、调节汽门、高压排汽逆止门的严密情况，保证无蒸汽漏入汽缸。

6.4.2.16当主汽压力达到0.98 MPa，主汽温达到2500C，凝汽器真空抽至36Kpa时，启动一台轴加风机运行，另一台轴加风机投联锁备用。对前后轴封供汽管路充分暖管和疏水后，向前后轴封送汽，调整轴封压力在0.05MPa左右，后轴封供汽温度维持在120~1600C。 6.4.3 汽轮机冲转

汽轮机冷态启动曲线见制造厂提供的曲线。

6.4.3.1 联系热工，投入汽轮机的下列保护：(1) 超速；(2) 润滑油压低；(3) 轴向位移；(4) 差胀；(5) 轴振大等。 6.4.3.2 DEH盘面各指示正常。

6.4.3.3 主蒸汽压力1.0~1.5MPa、主蒸汽温度250℃以上，主蒸汽与再热汽温差不大于50℃，且有50℃以上的过热度，凝汽器真空不低于75kPa。 6.4.3.4 润滑油温控制在38～45℃之间，润滑油压在0.1±0.0196MPa之间，高压启动油泵出口油压在1.96±0.1MPa。 6.4.3.5 汽轮机“操作员自动”方式冲转升速

6.4.3.5.1关闭汽轮机旁路系统。检查OPC开关置“OPC正常”位置。选择“操作员自动”方式，按“挂闸”按钮灯亮，“脱扣”灯灭，选择“调节汽门”冲转，高、中压自动主汽门全开，逐渐开启调速汽门，以每分钟100 r/min的升速率升速，进行摩擦检查，到500r/min低速暖机5分钟，进行打闸试验。 6.4.3.5.2 低速暖机时投入夹层加热装置，同时投后汽缸喷水。根据发电机内风温情况，投入发电机冷却水。

6.4.3.5.3 低速暖机结束后，DEH以每分钟100 r/min的升速率升速到1500r/min，中速暖机20分钟，其中当转速大于1000 r/min时停顶轴装置。 6.4.3.5.4 中速暖机结束后，DEH以每分钟100 r/min的升速率升速到3000r/min，其中过临界时，DEH自动将升速率修改为300-400 r/min，轴承过临界时振动小于0.15mm，否则应打闸停机，高、中压转子临界转速为1669 r/min，低压转子临界转速为1836 r/min，发电机转子临界转速为1381 r/min。 6.4.3.5.5全面测量记录汽轮发电组轴系振动。机组冲转过程中振动规定如下：转速在1500 r/min以下时，轴承振动应小于0.03 mm。转速在1500-3000

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6.7.1.15 联系热工，解除自带5%THA（额定负荷）的保护，负荷减至零，解列发电机。

6.7.1.16 解除机、炉、电联锁，通知锅炉、电气，准备停机。 6.7.1.17 启动交流润滑油泵，解除高压辅助油泵联锁。

6.7.1.18 按紧急停机按钮，或就地手打停机，检查自动主汽门、调节汽门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门应自动关闭。机组转速应自动下降。

6.7.1.19 检查转子惰走情况，尤其是临界转速下的轴承振动，任一轴承振动值达到150μm，立即破坏真空。

6.7.1.20 机组转速降到600r/min,可开启真空破坏门。

6.7.1.21 机组转速降到600r/min,开启顶轴油泵。手动打开盘车进油电磁阀。 6.7.1.22 转速到零，真空到零，轴封停止供汽，关闭轴封供汽手动门，同时停运轴加风机。

6.7.1.23转速到零，投入盘车。

6.7.1.24 记录惰走时间、大轴偏心度、盘车电流。 6.7.1.25 正常停机曲线见制造厂提供的启动曲线。 6.7.2 滑参数停机

6.7.2.1 停机前试验高压辅助油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置。正常后投入联锁备用。

6.7.2.2 锅炉按滑停曲线减温减压，逐渐全开调节汽门，先将机组负荷降到100MW，主蒸汽温度降到5000C，稳定运行15分钟，测量机组的振动，等高中压缸金属温度均下降后，仍按滑参数曲线降温降压，负荷随着下降。 6.7.2.3 负荷降到45MW，高加疏水切换至#4低加。

6.7.2.4 负荷降到40MW，停止低加疏水泵，开启至凝汽器疏水门，开启凝结水再循环门。

6.7.2.5 主蒸汽温度降到3500C，开启导管、汽缸及抽汽管道等疏水门。 6.7.2.6 根据排汽缸温投入喷水减温，使排汽室温度不超过600C。 6.7.2.7 根据锅炉要求，投入旁路系统。

6.7.2.8 当主汽压力减至1.471MPa,主汽温降至2600C，将负荷减至零，发电机解列后打闸停机。检查自动主汽门、调节汽门、高压缸排汽逆止门、抽汽

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逆止门、抽汽电动门应自动关闭，机组转速应自动下降。 6.7.2.9 打闸后启动交流润滑油泵，记录转子惰走时间。

6.7.2.10 机组转速降到600r/min,开启顶轴油泵。手动打开盘车进油电磁阀。 6.7.2.11 转子静止后，投入盘车、油泵及水泵停运操作与冷态相同。 6.7.2.12 滑停过程中注意事项：

6.7.2.12.1主汽温度下降速度不大于1.50C/min。 6.7.2.12.2主汽压下降速度不大于0.5-1.0MPa/ min。 6.7.2.12.3再热汽温度下降速度不大于2.50C/min。

6.7.2.12.4高、中压内外缸壁与法兰温差不大于400C，其他各温差限额与启动相同。

6.7.2.12.5主蒸汽与再热蒸汽温差小于400C。

6.7.2.12.6主蒸汽与再热蒸汽过热度保持在500C以上。

6.7.2.12.7主蒸汽温度低于高压内缸下半壁温度350C时，停止减温减压。 6.7.2.12.8高中低压缸胀差接近允许值时，停止减温减压减负荷。 6.7.2.12.9滑参数停机曲线见制造厂提供的启动曲线。 7 组织与分工

7.1调试单位负责以下工作：

编制整套启动调试方案，监督与检查调试方案的实施。根据调试中所发现的异常或其他技术性问题，组织技术分析，提出建议或设计修改。汇总调试中有关技术数据，编写调试技术报告。 7.2电厂负责以下工作

编写机组整套启动调试的具体操作措施、操作卡及反事故措施。组织运行人员熟悉现场设备、系统，“运行规程”、启动调试方案、操作措施、反事故措施及其他有关的规章制度。负责整套启动中具体启动措施的实施，设备消缺的系统隔离防范及管理。认真做好试运中各项操作和异常情况的详细记录。建立必要的专项记录卡（簿），如保护联锁试验卡，阀门检查卡，系统操作卡，主机启动卡，振动测量卡等。 7.3山东电力三公司负责以下工作。

完成辅助设备及系统的分部试运。按缺陷管理的程序及时消除设备和系统出现的缺陷。完成试运中设计修改和临时确定的变更项目。试运范围内的施工脚手架全部拆除，环境清理干净，现场沟道及孔洞盖板齐全。 7.4 哈尔滨汽轮机制造厂

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垞城电力有限责任公司#4 机组 汽轮机整套启动调试方案

负责对本厂供应设备进行技术指导与试运过程中的监护工作，对设备的缺陷或异常进行分析并指导处理工作。 7.5 监理公司

负责监督与检查试运条件、技术措施、安全措施的实施，对试运工作进行全面监护。

8 调试过程中记录的项目和内容

8.1 润滑油、顶轴油、安全油的温度和压力。

8.2 轴承振动、轴瓦振动、轴承回油温度、轴瓦金属温。 8.3 机组转速、负荷、轴向位移、膨胀、金属温度。

8.4 主蒸汽压力和温度，汽水流量，再热汽压力和温度，凝汽器真空、排汽温度，各级抽汽压力和温度。 8.5 各辅机及系统的运行情况。 8.6 各项试验的结果。 9 安全注意事项

9.1 所有参加机组试运人员认真学习“反事故措施”及<<运行规程>>，遵守试运指挥部的有关规章制度及规定。 9.2 进入现场要带安全帽。

9.3 不要接触高温部件，必要时，应有必要的防护措施。 9.4 防止腐蚀性物质与身体接触，如保温材料等。

9.5 不要将手伸到有旋转机械转动的地方，不要将手伸到可能由于机械动作而砸伤的地方，如开启的油动机。 9.6 注意防火。

9.7 不要接触高电压部件。

9.8 未经负责人员同意，不准操作现场设备。

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